【华创电新·行业深度】分散式发电“御风而来”,“新风电”轻舟疾行,站立二次成长潮头

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楼主 2019-03-20 18:29:01
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核心观点

1.分散式风电星火燎原,备案制等政策红利将出。

2018年是国内分散式风电启动元年,能源管理部门正在酝酿相关支持政策,从指标管理、核准备案、并网消纳、土地财税等方面给以鼓励和支持。分散式风电具有极强的撬动作用,是推动风电行业发展的重要驱动力。目前,河南、河北、内蒙古率先启动分散式风电项目布局,预计中东部和南方区域更多省份也将启动分散式风电开发。


2.本地消纳、就地平衡,分散式破解集中电站并网难题。

“本地平衡、就近消纳”是分散式风电项目最重要的特征,其试点、成长、扩张的路径与大型风电基地截然相反,目的是解决弃风限电难题,为新能源就地消纳开辟新路径,也是风电行业二次成长的新驱动力。在备案制、不受指标约束、市场化交易等正向激励下,分散式风电装机将从前期试点项目走向规模化商业推广。


3.分散式风电具有高收益性,风电资产溢价大幅提升。

根据我们的财务分析模型,分散式风电项目具有极好的投资回报率、稳定的现金流和利润汇报。以四类资源区10MW风电项目为例,财务测算显示,在2500小时的利用小时数下,项目财务内部收益率IRR12.64%,项目净资产收益率ROE31.14%,静态投资回收周期6.77年,项目资本金收益率高达31.00%,项目资本金净现值3379.45万元,项目具有优质的盈利能力和投资回报价值。


4. 分布式光伏行业的崛起为分散式风电发展提供先例。

分散式风电与分布式光伏具有极强的相似性。(1)在当前的工程造价、电价水平和利用小时数下,两者成本收回周期均在5-8年,内部投资收益率在10%以上。(2)在产业发展趋势上,两者均由集中到分散,集中式电站在大扩张之后,进入缓慢增长阶段,分布式装机成为刺激行业发展的新动力,分布式光伏在2017年放量验证这一逻辑。


5. 蛰伏两年,风电有望进入二次成长的新起点。

从国家能源战略来看,清洁低碳能源战略正在落地,风电主体地位上升,并网消纳难题正在破解。目前,清洁能源替代已经获得国家高层重视,在高规格会议层面重申加速新能源替代化石能源,通过压减煤电出力、调度调峰、煤电灵活性改造、配额制、绿色证书交易等方式提高风电、光伏在

能源供应中占比,风电面临外部环境友好,且可以持续。

风电新增装机自2015年创新高后,2016、2017连续两年装机下滑,在行业技术进步、成本下降、电价下调预期(抢装)、电站盈利性增强、分散式风电启动、海上风电发展等因素驱动下,2018年新增装机有望重回高增长。


6.投资建议:

从历年新增装机分布看,前五大风机制造商市占比不断提升,凭借成本优势、融资、运维服务等综合能源服务拓展,风电设备龙头公司市占率预期继续提高,风电设备领域二次洗牌也将在风电成长过程中出现,届时龙头公司优势将愈加明显。受益于风电行业二次成长,推荐龙头标的:金风科技、天顺风能。


7. 风险提示:钢铁等原材料价格维持高位,设备公司成本居高不下;风机设备厂商价格战,带来风机毛利下降;可再生能源附加拖欠周期延长,风电运营商现金流受影响;国家下调风电上网电价补贴等。

正 文

一、解决风能消纳,分散式风电蓄势待发,备案制或是最大政策红利

2018年将是国内分散式风电启动元年,国家能源管理部门有意酝酿新的分散式风电管理办法,出台支持政策引导企业投资,走集中电站与分散式风电并重的发展模式。这一管理办法具有极强的撬动效应,是中央政府统筹、地方政府落地的核心政策,更是分散式风电市场启动的发号令。

分散式风电不是舶来品,是国内风电发展到一定规模、电力系统需要重新建立新秩序、开发企业寻求新的利润增长点、政策引导行业建立新均衡的结果。

与大型风电基地不同,按照国家能源局等部门一系列规范和文件要求,分散式接入风电项目是指位于用电负荷中心附近,不以大规模远距离输送电力为目的,所产生的电力就近35千伏及以下电网,并在当地消纳的风电项目。分散式风电项目原则上不新建高压送出线路和110 kV、66 kV 变电站,并尽可能不新建其他等级的输变电设施;单个项目总装机容量一般不超过50 MW,以不影响电网安全运行为前提,统筹考虑各电压等级的接入总容量。

“本地平衡、就近消纳”是分散式风电最重要的特征,其试点、成长、扩张的路径与大型风电基地截然相反,目的是解决弃风限电难题,也为就地消纳开辟新的路径,同时也是风电二次成长的新驱动力。

(一)分散式风电政策储备充足,数十项政策支持分散式与集中式风电并举
从国家政策储备上看,在可再生能源行业及风电发展的每一个拐点,分散式风电作为产业发展的新风向,不断被强化和强调。

1、2011年7月国家能源局下发 《关于分散式接入风电开发的通知》 (国能新能 〔2011〕 226 号) ,首次明确我国分散式风电开发的主要思路与边界条件,就积极稳妥、因地制宜地做好分散式接入风电开发工作做出了相应安排和部署。

分散式风电开发的主要思路与边界条件:

 (1)以分散方式多点接入低电压配电系统的风电机组, 设计上应满足国家有关技术标准、 运行安全、环境保护和土地使用等规定,其运行服从电网系统的统一调度。

(2)分散式开发风电机组接入的配电设施布局分散、数量较多,宜采用分地区或分县域打捆开发的方式, 初期适当限制投资方数量,确保项目开发的有序进行和电力系统的运行安全。

 (3)初期阶段仅考虑110千伏(东北地区 66 千伏)、35千伏和10千伏3个电压等级已运行的配电系统设施就近布置、接入风电机组,不为接入风电而新建变电站、所,不考虑升压输送风电, 风电装机容量原则上不高于接入变电站的最小负荷水平。风电机组的单机容量可视具体情况灵活选用。

(4)电网企业对分散式多点接入系统的风电发电量应认真计量、全额收购。风电发电量 的电价补贴执行国家统一的分地区补贴标准。

2、2011年11月国家能源局印发《关于分散式接入风电项目开发建设指导意见的通知》,明确了分散式接入风电项目的定义、接入电压等级、项目规模等,并对项目建设管理、并网管理、运行管理等进行了严格的规定。

(1)应充分利用电网现有的变电站和线路,原则上不新建高压送出线路和110千伏、66千伏变电站,并尽可能不新建其他电压等级的输变电设施。

(2)接入当地电力系统110千伏或66千伏降压变压器及以下电压等级的配电变压器。

(3)在一个电网接入点接入的风电装机容量上限以不影响电网安全运行为前提合理确定,统筹考虑各电压等级的接入总容量,并鼓励多点接入。

(4)除示范项目外,单个项目总装机容量不超过5万千瓦。

(5)分散式风电场址宜选择荒地和未利用地、距离拟接入电网现有变电站近,少占或不占耕地,对外交通方便、施工安装条件较好的地区。项目场址应避开军事、自然环境保护、文物保护、噪声控制等敏感区域,并与交通、通讯和管线等基础设施保持合理距离。

3、2012年8月《可再生能源发展“十二五”规划》下发,首次提出可再生能源集中开发与分散利用相结合。

(1)根据可再生能源资源和电力市场分布,加大资源富集地区可再生能源开发建设力度,建成集中、连片和规模化开发的可再生能源优势区域。同时,发挥可再生能源资源分布广泛、产品形式多样的优势,鼓励各地区就地开发利用各类可再生能源,大力推动分布式可再生能源应用,形成集中开发与分散开发及分布式利用并进的可再生能源发展模式。

(2)鼓励分散式并网风电开发建设。利用110千伏及以下电压等级变电站分布广、离用电负荷近的优势,就近按变电站用电负荷水平接入适当容量的风电机组,并探索与其它分布式能源相结合的发展方式,实现分散的风能资源就近分散利用,使我国中部地区和南方遍布各地的风能资源都能得以利用,为风电发展创造新的市场空间。

4、2013年1月1日国务院下发《能源发展“十二五”规划》,提出加快发展风能等其他可再生能源。坚持集中与分散开发利用并举,以风能、太阳能、生物质能利用为重点,大力发展可再生能源。优化风电开发布局,有序推进华北、东北和西北等资源丰富地区风电建设,加快风能资源的分散开发利用。

5、2014年6月,国务院下发《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》,这是国家中期能源发展的战略规划。行动计划确定节约优先、立足国内、绿色低碳、创新驱动四大战略。

其中,绿色低碳战略是指,着力优化能源结构,把发展清洁低碳能源作为调整能源结构的主攻方向。坚持发展非化石能源与化石能源高效清洁利用并举,逐步降低煤炭消费比重,提高天然气消费比重,大幅增加风电、太阳能、地热能等可再生能源和核电消费比重,形成与我国国情相适应、科学合理的能源消费结构,大幅减少能源消费排放,促进生态文明建设。

大力发展风电。重点规划建设酒泉、内蒙古西部、内蒙古东部、冀北、吉林、黑龙江、山东、哈密、江苏等9个大型现代风电基地以及配套送出工程。以南方和中东部地区为重点,大力发展分散式风电,稳步发展海上风电。

6、2016年11月国家发改委、能源局下发《电力发展“十三五”规划》,规划提出,清洁低碳,绿色发展。坚持生态环境保护优先,坚持发 展非煤能源发电与煤电清洁高效有序利用并举,坚持节能减排。加快能源结构调整的步伐,向清洁低碳、安全高效转型升级迫在眉睫。

(1)按照集中开发与分散开发并举、就近消纳为主的原则优化风电布局,统筹开发与市场消纳,有序开发风光电。加快中东部及南方等消纳能力较强地区的风电开发力度,积极稳妥推进海上风电开发。

(2)调整“三北”风电消纳困难及弃水严重地区的风电建设节奏,提高风电就近消纳能力,解决弃风限电问题。加大消纳能力较强或负荷中心区风电开发力度,力争中东部及南方区域风电占全国新增规模的一半。在江苏、广东、福建等地 因地制宜推进海上风电项目建设。

(3)加快分布式电源建设。放开用户侧分布式电源建设,推广“自发自用、余量上网、电网调节”的运营模式,鼓励企业、机构、社区和家庭根据自身条件,投资建设屋顶式太阳能、风能等各类分布式电源。

7、2016年11月国家能源局下发《风电发展“十三五”规划》提出,坚持消纳优先,加强就地利用。把风电在能源消费中的比重作为指导各地区能源发展的重要约束性指标,把风电消纳利用水平作为风电开发建设管理的基本依据。坚持集中开发与分散利用并举的原则,优化风电建设布局,大力推动风电就地和就近利用。

(1)按照“就近接入、本地消纳”的原则,发挥风能资源分布广泛和应用灵活的特点,在做好环境保护、水土保持和植被恢复工作的基础上,加快中东部和南方地区陆上风能资源规模化开发。结合电网布局和农村电网改造升级,考虑资源、土地、交通运输以及施工安装等建设条件,因地制宜推动接入低压配电网的分散式风电开发建设,推动风电与其它分布式能源融合发展。

(2)深入落实简政放权的总体要求,继续完善风电行业管理体系,建立保障风电产业持续健康发展的政策体系和管理机制。完善分散式风电项目管理办法,出台退役风机置换管理办法。

(3)重视中东部和南方地区风电发展,将中东部和南方地区作为为我国“十三五”期间风电持续规模化开发的重要增量市场。简化风电项目核准支持性文件,制定风电与林地、土地协调发展的支持性政策,提高风电开发利用效率。建立健全风电项目投资准入政策,保障风电开发建设秩序。

8、2016年12月,国家发改委、能源局下发《能源发展“十三五”规划》,提出清洁低碳,绿色发展。把发展清洁低碳能源作为调整能源结构的主攻方向,坚持发展非化石能源与清洁高效利用化石能源并举。

(1)推进非化石能源可持续发展。统筹资源、环境和市场条件,超前布局、积极稳妥推进建设周期长、配套要求高的水电和核电项目,实现接续滚动发展。坚持集中开发与分散利用并举,调整优化开发布局,全面协调推进风电开发,推动太阳能多元化利用,因地制宜发展生物质能、地热能、海洋能等新能源,提高可再生能源发展质量和在全社会总发电量中的比重。

(2)风电发展坚持统筹规划、集散并举、陆海齐进、有效利用。调整优化风电开发布局,逐步由“三北”地区为主转向中东部地区为主,大力发展分散式风电,稳步建设风电基地,积极开发海上风电。加大中东部地区和南方地区资源勘探开发,优先发展分散式风电,实现低压侧并网就近消纳。稳步推进“三北”地区风电基地建设,统筹本地市场消纳和跨区输送能力,控制开发节奏,将弃风率控制在合理水平。

9、2016年12月,国家发改委下发《可再生能源发展“十三五”规划》,提出加快开发中东部和南方地区风电,结合电网布局和农村电网改造升级,完善分散式风电的技术标准和并网服务体系,按照“因地制宜、就近接入”的原则,推动分散式风电建设。

(1)加强中东部和南方地区风能资源勘查,提高低风速风电机组技术和微观选址水平,做好环境保护、水土保持和植被恢复等工作,全面推进中东部和南方地区风能资源的开发利用。结合电网布局和农村电网改造升级,完善分散式风电的技术标准和并网服务体系,考虑资源、土地、交通运输以及施工安装等建设条件,按照“因地制宜、就近接入”的原则,推动分散式风电建设。

(2)到 2020 年,中东部和南方地区陆上风电装机规模达到 7000万千瓦,江苏省、河南省、湖北省、湖南省、四川省、贵州省等地区风电装机规模均达到 500 万千瓦以上。

10、2017年6月,国家能源局下发《关于加快推进分散式接入风电项目建设有关要求的通知》(国能发新能〔2017〕3号),要求各地结合前期区域内风能资源勘察的成果,在认真梳理区域内电网接入条件和负荷水平的基础上,严格按照“就近接入、在配电网内消纳”的原则,制定本省(区、市)及新疆兵团“十三五”时期的分散式风电发展方案,向全社会公示;文件并规范分散式风电建设标准。

(1) 接入电压等级应为35千伏及以下电压等级。如果接入35千伏以上电压等级的变电站时,应接入35千伏及以下电压等级的低压侧。

(2)充分利用电网现有变电站和配电系统设施,优先以T接或者π接的方式接入电网。

(3)在一个电网接入点接入的风电容量上限以不影响电网安全运行为前提,统筹考虑各电压等级的接入总容量,鼓励多点接入。严禁向110千伏(66千伏)及以上电压等级送电。

(4)各省级能源主管部门应结合实际情况及时对规划进行滚动修编,分散式接入风电项目不受年度指导规模的限制。已批复规划内的分散式风电项目,鼓励各省级能源主管部门研究制定简化项目核准程序的措施。红色预警地区应着力解决存量风电项目的消纳问题,暂缓建设新增分散式风电项目。

11、2018年3月,国家能源局下发《2018年能源工作指导意见》,部署2018年全年工作重点。指导意见提出:优化可再生能源电力发展布局,优先发展分散式风电和分布式光伏发电,鼓励可再生能源就近开发利用;加快推动分散式风电发展。

(二)分散式风电项目各项政策根据产业发展现状不断迭代
随着分散式风电项目开发政策的完善,分散式风电电压接入、单个项目容量规模等要求不断调整。2011年国家能源局下发的《关于分散式接入风电开发的通知》、《关于分散式接入风电项目开发建设指导意见的通知》,分散式风电项目可以接入110kv、66kv电压等级线路,可以在更大的范围内消纳;但2017年6月国家能源局下发《关于加快推进分散式接入风电项目建设有关要求的通知》(国能发新能〔2017〕3号)明确提出,接入电压等级应为35千伏及以下电压等级;严禁向110千伏(66千伏)及以上电压等级送电。

分散式风电项目装机容量也从2011年7月不设限制——视具体情况灵活选用,到2011年11月明确规定单个项目总装机容量不超过5万千瓦。按照风电“十三五”规划,分散式风电项目管理办法还将继续完善和修订。

上述国家能源局出台的系列文件是指导地方能源管理部门开发管理分散式风电重要指引,稳妥起见一些地方在此基础上下修了并网条件,提出更为严格的约束条件。

2017年12月内蒙古下发“十三五”第一批22个、15万千瓦分散式风电项目,根据《内蒙古“十三五”分散式风电项目建设方案》,分散式风电项目开发建设应按照“统筹规划、分步实施、本地平衡、就近消纳”的原则推进应。(1)项目具备可接入低电压配电网条件,(2)项目装机容量小于变电站最低负荷,(3)所发电量具备完全就地消纳条件。

分散式风电项目建设标准:(1)分散式风电项目接入电压等级为35千伏及以下电压等级,严禁向110千伏(66千伏)及以上电压等级侧反送电;(2)分散式风电项目需安装逆功率装置,电网公司采用技术措施严格控制反送电;(3)分散式风电项目拟接入的变电站没有已接入或审定接入的电源项目,且考虑接入一个单体分散式风电项目;(4)分散式风电项目单体建设容量不超过1万千瓦(含1万千瓦)。

从内蒙古建设标准看,当地对分散式风电项目标准的约束主要表现为四点:(1)单体项目容量不超过1万千瓦(含);(2)项目装机且小于接入电站最低负荷,并要求蒙东、蒙西电网提供当地最低负荷和消纳方案,项目必须低于变电站最小负荷;(3)电网公司采取技术措施严格控制向110千伏(66千伏)及以上电压等级侧反送电;(4)确接入电压等级在35千伏以下,蒙东地区没有35kv电压等级,只能接入10kv及以下。

同时内蒙古要求,分散式风电项目不得置换,不得变更建设业主单位,不得变更拟接入的变电站。严禁向企业违规收取资源费、扶贫费等费用,严禁强制或变相要求企业开展捐赠等活动。

(三)分散式风电最大优势:就近消纳、不受指标管理、审批流程从简

1、分散式风电与集中式风电主要区别

集中式风电站经过十年发展,国内已经形成酒泉、内蒙古西部、内蒙古东部、冀北、吉林、黑龙江、山东、哈密、江苏等9个大型现代风电基地。风电装机规模也从十年前的12GW扩张到1.87亿千瓦(吊装容量),风电装机规模、风电发电量大规模扩张,与此同时也带来弃风限电问题,风电并网消纳与电网通道资源不足、辅助服务市场不健全、电力系统调峰能力不足、就地消纳规模有限等问题制约。

1、分散式风电就地消纳,改善末端电能质量、降低线损

与集中式风电项目相比,分散式风电最大特点是规模小、可以实现并网消纳,无需大规模外送。按照目前政策要求,分散式接入风电项目装机容量一般在6MW—50MW,单个项目总容量不超过50MW。因分散式风电项目无需新建高压送电线路和 110kV、66kV变电站,可以节省输配环节投资。

上海交通大学风力发电研究中心,通过典型系统计算分析表明,采用分散式风电实现配网降损和改善电压运行水平与风电机组的接入位置及容量密切相关。对于接入点的线路降损效果尤为明显。

以华能新能源狼尔沟分散式示范风电场为例,该风电场安装12台1500千瓦风力发电机组,项目装机总容量18兆瓦。一期装机容量9兆瓦已于2012年9月投产发电,二期9兆瓦于2013年11月投产发电。项目投运后极大改善当地电能质量、降低线损。

华能你狼尔沟当地运行电网为榆林西部电网,归属陕西地电,最大运行负荷约35万千瓦,无本地装机,依靠宁东电网送入四回110千伏线路供电。分散式风电场投运前,所接入配电网线路的供电方式要经过330千伏―110千伏―10千伏三级降压,以近300公里的距离输送电能向用户供电。分散式风电接入后,这条线路实现了10千伏直供,最近的用户距电源点仅有1.5公里,局部配电网线路综合线损从15%降低到7%以下。

华能狼尔沟风电场所接入的10千伏线路的供电半径超过20公里,线路负荷较大,末端电压降非常严重,接入点的电压长期维持在8.5-9.3千伏之间,电能质量较差。分散式风电接入后,通过修改风电机组控制程序,使接入点的电压稳定在10.5千伏左右,有效地改善了配电网的电能质量。

2、分散式风电开发不受指标管理,核准流程大大简化

从核准流程上,分散式风电项目容量小,占比面积小,国土、规划、选址等前期核准手续流程短,建设工期灵活,从选址到并网时间小于一年。根据正在修订的分散式风电项目投资管理办法,分散式风电项目在政策上大概率实行备案制,项目核准流程和时间大大缩减;同时在土地、贷款方面明确给以支持;就地消纳,弃风限电率低;不受风电项目开发指标管理,分散式风电规模以电网接入点负荷为上限。

(四)分散式风电执行备案制或是行业新红利

1、简化分散式风电项目审批建设主要流程

从分散式风电项目开发管理流程上看,国务院能源主管部门负责全国分散式接入风电项目的开发规划和建设管理。各省(区、市)能源主管部门在国务院能源主管部门的组织和指导下,负责本地区分散式接入风电项目的开发规划和建设管理。

分散式接入风电项目的开发规划和建设管理包括项目场址选择、前期工作及建设条件论证、项目核准、并网运行和竣工验收管理等工作。全国风电技术归口管理单位应会同电网经营单位对分散式接入风电项目的开发规划和建设进行技术指导。鼓励通过先试点示范、再综合规划的方式,逐步扩大分散式接入风电的开发规模。

与集中式风电站不同,政策导向上一直强调简化分散式风电项目的核准流程。2011年11月国家能源局印发《关于分散式接入风电项目开发建设指导意见的通知》提出:各省能源(区、市)主管部门会同有关部门,简化分散式接入风电项目的核准流程,以及项目核准所需的支持性文件;电网企业应针对分散式接入风电项目设立简便高效的流程。

鼓励开发企业将位于同一县域内的多个电网接入点的风电机组打捆成一个项目同一开展前期工作,办理先关支持性文件,进行项目核准和开发建设,单个打捆项目的规模不超过5万千瓦。

国家能源局同时要求省级电网企业简化对分散式风电接入电网系统评审流程,省级电力公司可以自行或者委托所属地级电网经营单位开展接入系统评审。

2、分散式风电项目核准开发时序

根据我们调研,分散式风电施工周期多在半年左右,项目从申报到并网一年左右。

分散式风电项目开发时序概而言之:开发企业在选定项目场址后,应向当地县级政府的能源、土地、环保、规划等相关部门确认场址,能源主管部门负责协调落实有关建设条件,并确认企业的开发方案。开发方案包括项目场址位置、范围、建设规模和拟接入电网的变电站。

项目开发方案确认后,企业开展项目建设条件论证,形成项目可行性研究报告。取得职能部门支持性文件后,编制项目申请报告,按程序报省级投资主管部门或委托的地级、县级投资主管部门申请核准。

目前根据各省出台的《政府核准的投资项目目录》(2017年本),分散式风电项目核准属于市、县发改委部门范畴,项目的主要支持性文件主要为:国土部门出具风电项目的土地预审批复、规划部门出具的风电项目规划选址批复。按照国家能源局要求,各地规划、核准分散式风电项目需向国家能源局报备。

与集中式风电项目相比,上述流程可以大大缩短分散式风电审批时间。河南省已经下发“十三五”省内124个、210.7万千瓦分散式风电项目,濮阳、洛阳、平顶山、永城是规划项目最多的地区。据我们前期调研,这些项目自申报到核准的时间只有3个月左右,企业申报的项目规模在10GW以上,本地企业申报的积极性之高。

3、集中式风电项目核准流程繁琐、周期长、不确定性大

按照当前风电行业、《政府核准的投资项目目录(2016年本)》要求,风电投资项目由地方政府部门核准,国家投资主管部门实行总量控制,制定风电行业建设规划。

根据国务院要求,对于由地方政府核准的项目,各省级政府可以根据本地实际情况,按照下放层级与承接能力相匹配的原则,具体划分地方各级政府管理权限,制定本行政区域内统一的政府核准投资项目目录。以基层政府承接能力要作为政府管理权限划分的重要因素,不宜简单地“一放到底”。对于涉及本地区重大规划布局、重要资源开发配置的项目,应充分发挥省级部门在政策把握、技术力量等方面的优势,由省级政府核准,原则上不下放到地市级政府、一律不得下放到县级及以下政府。

依据上述要求,国内大多数省政府均下放风电站核准权限,在省政府投资主管部门依据国家建设规划和年度开发指导规模制定的年度开发建设方案指导下,由市(区、县)政府投资主管部门核准。

具体而言,对于实行核准制的集中式风电项目,依据国家能源局风电项目管理办法、《企业投资项目核准和备案管理办法》(国家发展和改革委员会令 2017年第 2 号)、《政府核准的投资项目目录(2016年本)的通知》,风电项目获得核准首选需要列入国家能源局项目核准计划或省拟申报国家风电项目增补计划,由项目投资单位向所在县区发展改革局提交书面申请报告,同时提供多项支持性文件,包括企业投资项目核准申请表、项目可行性研究报告、规划选址意见、项目用地预审意见、节能审查意见、环境影响评价批复意见、水土保持方案批复意见、工程安全预评价意见、风电场接入电网方案意见、社会稳定风险评估意见、银行出具的融资意向书、企业执照副本复印件),县区发展改革局初审后,上报市发展改革委。由市发展改革委会同有关部门审查,逐级上报省级发展改革委核准。

而在实际的核准过程中,任何一个环节、任何一部部门出现审核推迟或者放缓,都将影响整个项目的推进进程。在国务院简政放权之前,风电项目的审批、核准需上报国家投资管理部门,审批涉及的部门和流程更是冗长繁杂,项目审批的各个环节都是企业公关、做工作的对象,因为项目投资审批权、价格、资金管理权过于集中,项目审批过程伴随大量利益输送、寻租空间,也是十八大以来反腐的主要领域,能源领域的贪腐案件也多与项目审批相关。


二、国内外分散式风电发展已在路上

(一)欧美国家分散式风电发展已具规模

国外在风电开发上不显著区分集中式和分布式,一般根据资源、电网、负荷条件等情况,确定风电场的开发规模,并接入合适的电压等级。丹麦、德国等欧洲国家有一定比例的小规模开发的风电,接入配电网就地消纳,类似于我国的分散式风电开发。西班牙、美国等国由于风资源与负荷中心分布不均衡,小规模风电开发比例较低,多采用大规模风电场开发,通过输电网外送到负荷中心,类似于我国的集中式风电开发。

1、丹麦

丹麦电网是北欧电网的一部分,输电网主要由400KV和132/150KV输电线路以及与挪威、瑞典、德国的互联线路组成。丹麦配电网为100KV以下电网, 主要有30KV—60KV,10KV—20KV,400KV等电压等级。

丹麦风电机组主要并入配电网,接入20KV或更低电压配电网的风电装机容量约占全国风电装机总量86.7%,接入30KV—60KV的电网的占3.1%。大型近海风电场直接并入输电网(132--150KV),占全国风电装机总量的10.3%。

丹麦风电接入情况主要与丹麦风电发展历史阶段以及风电发展规划等相。丹麦风电的正式发展起步于20世纪70年代石油危机之后。受当时风电机组技术限制, 机组规模较小一般就近接入配电网。此外, 丹麦早期的各种优惠政励个人联合投资开发风电, 且在风电开发中注重风电机组对城市规划以及自然景观的影响,因此社区周围分散且规模较小的风电场较为常见。

2、德国

德国电网电压等级共分为7级, 分别为380KV、220 KV、110 KV、60 KV、36 KV、6 KV和0.4 KV。德国陆地风电场装机规模较小, 基本连接到6 KV—— 36 KV或110KV电压等级的配电网, 以就地消纳为主。随着未来风电装机容量的扩大, 将考虑并入到较高的电压等级上, 如220 KV及以上电网。德国未来海上风电场将接入380/220 KV输电网, 与其他国家的电网互联也为开发大型的海上风电场创造了条件。

3、美国

美国是分布式风电应用发展速度较快的国家之一,取得快速发展的主要因素包括:(1)分布式风力发电项目获得美国社会各界的大力支持;(2)美国承诺2020年温室气体排放量在2005年的基础上减少17%,并预测2030年全美国所需电量的20%将由风电提供;(3)分布式风力发电项目的规模多样,从50千瓦的小型机组到兆瓦级的大型并网型机组,以固定电价来满足不同种类用户的电力需求;(4)分布式风电场的开发流程简单,从风场评估到商业运行的周期较短;(5)分布式风电场可直接通过当地配网实现电网接入。

(二)我国分散式风电项目开发运营早在2012年已启动,预计市场空间数百GW

“十二五”期间我国风电产业初步形成了完整的全产业链体系,风电机组整机设计逐步从引进国外技术、联合设计向自主设计发展,叶片、齿轮箱、发电机、电控系统等主要部件都实现了国产化和产业化。1.5兆瓦、 2兆瓦、2.5兆瓦和3兆瓦风电机组已经批量生产和应用,产业链已经基本成熟;3.6兆瓦、4兆瓦风电机组已小批量生产并在海上风电场运行;5兆瓦、6兆瓦风电机组完成样机开发,实现并网运行;7兆瓦风电机组样机正在研制。风电场开发及运维已形成行业分工,但风电场运维、管理的智能化和信息化水平不高。风电标准、检测、认证体系已基本建立。

自2011年国家能源局出台支持政策以来,分散式风电项目正在多个区域落地。2012年18个分散式项目获得核准,是首批分散式发电项目。此后,分散式发电项目逐渐放量,分布在甘肃、内蒙古、河南、江苏、浙江等地,分散式风电项目累计装机规模有限。

我国风能资源丰富,开发潜力巨大。按照第四次全国风能资源详查和评价,70米高度陆上3级及以上风能开发量在26亿千瓦以上,海上(5—50米水深)100米高度的潜在开发量在5亿千瓦左右。在现有风电技术条件下,中国风能资源足够支撑20亿千瓦以上风电装机。风电可以成为未来能源和电力结构中的重要组成部分。

中东南部普遍处于低风速区域,近年来通过技术创新,风轮直径加大、翼型效率提升、控制策略智能化、超高塔筒应用以及微观选址的精细化等,中东南部风场已经具备了开发价值,年均5m/s的风场年平价利用小时也能达到2000小时,分散式风电在中东南部开发空间被打开。

此外,中东南部区域城镇化程度高,区域经济发达,网架结构坚强,配电网用电负荷高,极其适合分散式风电接入。根据国家气象局的评估数据显示,中东南部风速达到5m/s以上的具备经济开发价值的风能资源10亿kW,分散式风电发展空间极其巨大。

(三)前期国内分散式风电示范项目累计的经验总结

配电网络的拓扑结构类型较多,我国城乡大多数配电系统仍以放射状链式结构为主。随着分散式风电在配网中渗透率提高,其对区域配电网电压稳定性、电压偏差、潮流分布、网络损耗等均产生影响。尤其是在风电多点接入的情况下,配电网的潮流分布情况将更复杂。

对配网电压稳定性影响表现为:传统配电网在稳态运行状况下,沿馈线潮流方向电压逐渐降低;接入风电后,在稳态运行情况下( 视负荷恒定不变) ,由于馈线上的传输功率减小以及风电输出的无功支持,使得沿馈线的各负荷节点处的电压被抬高。

以华能新能源定边狼尔沟风电分散式示范风电场为例,由于配网薄弱,项目曾出现了风电场母线电压随风机有功功率直线上升现象,项目方通过对风机的有功功率及无功功率进行解耦控制,实现风机的AVC(自动电压控制)功能,确保风电场母线电压控制在合理范围内。

内蒙古高腰海风电场受农网电压波动较大影响,造成风机较长时间停机而影响的等效利用小时数约200 h。其次,风场远离集控中心,通信系统可靠性较差,难以及时发现风机运行中出现的问题。

从对电网继电保护影响分析:由于分散式风电接入,对于配电网之前的继电保护规划造成了破坏,导致在接入之后各项指标都可能需要重新界定。而且分散式风电接入对于不同配置(布置方式和容量)的配电网的影响也不尽相同。

一般都会造成之前路线的保护阈值发生变化,使保护范围受到影响。配电网从传统的单端变为多侧电源线路之后互相干扰,使保护方向性失效。

由于分散式风电项目个性化强,不仅受制于风资源,而且受制于当地电网条件。项目开发建设应因地制宜,根据当地的电网条件、接入能力和接入距离,合理规划接入电网的电压等级、接入点和接入容量,以对电网起到支撑作用并减少网损;分散式风电入网机型的选择很重要,机组要有电压调节能力,并且在满足低电压穿越的同时,在一定高电压条件下也能长期运行;在风电场设计方面要多考虑接入实际电网的特性,在箱变的选择上,宜考虑有较大调节范围的分接开关,同时考虑配置低压静止无功补偿器( Static Var Generator,SVG)调节电网电压。

诸如,美国Minnesota 州的4个风场,采用分散式风电开发的思想,根据负荷的分布统一优化选址和确定容量、集中监控提高风电并网系统的可靠性;德国要求风电接入中压配电网时,风电场必须能够参与稳态电压控制和动态支撑。稳态电压控制要将电压控制在中压配电网正常工作情况下的电压水平,电压的缓慢变化在可接受范围内。

分散式风电与集中式风电在接入电压等级上有重要区别,前者在低压并网,对于电网传统的调度、安全管理、运营维护等形成较大影响。随着分散式风电规模扩张,电网企业、风电开发企业、研究部门等需要加强对并网关键技术研究,包括风电场集中发电调度、控制、功率预测等。

(四)国内分散式风电产业化发展三步走战略

相比集中式风电,分散式风电项目处于起步阶段,项目规模小,对配网影响管理、电气控制系统等核心零部件研发、与可再生能源形成多能互补应用模式等仍处于前期探索阶段。

中国农机协会风力机械分会秘书长祁和生在《分布式利用是风能发展的重要方向》一文中指出,在分布式风能利用方面,未来将在基础理论研究、高技术研发与创新、示范应用及产业化推广三个阶段整体布局。

(1)2016—2020年,将在分布式风电机组及叶片、电气控制系统等关键部件,分布式风电场风能资源评估、微观选址以及分布式风能利用与其他可再生能源互补综合利用等方面开展基础理论、共性技术问题研究与公关;在分布式风电机组整机设计、电机、变流器等关键部件,分布式风能利用与其他可再生能源互补综合利用系统集成及关键设备等方面开展研发及研制。在发展大型风电机组的同时兼顾考虑中小型风电在分布式利用中的作用。

(2)2020—2030年,将进一步推动高效、低成本、高可靠性和安全性的分布式风能利用系统及关键设备示范应用及产业化,在分布式风电机组及其关键部件、分布式风电场开发方面进一步提升自主创新和研发能力;在分布式风能利用与其他可再生能源互补综合利用方面,加快可再生能源多能互补及微电网示范应用项目建设,将分布式风能利用与以物联网、云计算、大数据等为基础的信息化和互联网技术充分结合,总结先进经验和模式,推动分布式风能利用的规模化发展。


三、分散式风电发展驱动新增装机向中东部转移,低风速资源价值重估

(一)分散式风电开发向南部和中东部转移

随着“三北”地区风电资源圈占的推进,风电开发布局向中东部和南部转移,这是目前开发商的主战场和新阵地,积约占全国风能资源区的68%。同期低速风电技术近年取得突破性进展,可以广泛应用于中东部和南方地区,分散式风电开发具备条件。

技术进步是南方低风速地区风电开发的重要驱动力。经过2014年以及2015年的探索,低风速地区开发经验日益成熟。依托技术进步和运维创新,国内风机厂商针对低风速区域推出的专用机组,同时辅以更大的叶轮直径以及更高风塔,年均风速5-6m/s左右的低风速风电场年利用小时数可以突破2000小时。

目前,低风速风电场开发的核心地区包括江苏、安徽、河南、湖南、江西、广西和广东河北等,均处于南方经济发达地区。这些地区平均风速5m/s 以上资源区均具有开发价值,后续超低风速机型出现,可以贡献更多风电装机容量。

从近年来新增风机的的分布上,可以明显看到这一变化。根据风能行业协会统计,南方风场开发占比不断提升,呈现出赶超“三北地区”

(二)中部崛起:分散式风电率先在河南、河北、山西落地

1、河南、河北、山西捷足先登

目前,国内已经有河南、河北、山西、辽宁、内蒙古、湖南、贵州、江苏等地开始布局分散式风电项目。其中,河北计划2018-2020年开发分散式接入风电4.3GW,河南“十三五”拟建2.1GW分散式风电,山西“十三五”分散式风电项目开发建设规模达987.3MW。广西、贵州等省份也早已明确将跟进编制分散式风电建设规划。

河北省对13个市的开发条件和规模布局进行分析,包括石家庄、张家口、承德、秦皇岛、唐山、廊坊、保定、沧州、衡水、邢台、邯郸、辛集、定州。《河北省2018—2020年分散式接入风电发展规划》从河北全省能源发展总体战略出发,以提升风能资源开发利用效率为主线,以风资源、土地、电网三大要素为核心,初步明确了各地推进分散式接入风电项目的规模布局。预计到2020年河北全省规划开发分散式接入风电430万千瓦;2025年力争累计达到700万千瓦。

河南省发改委公布“十三五”123个分散式风电开发方案,总规模207.9万千瓦。方案对接入项目提出严格要求:(1)项目就近接入35千伏及以下电压等级配电网(如接入35千伏以上电压等级的变电站,应接入35千伏及以下电压等级的低压侧);(2)严禁向110千伏及以上电压等级送电;(3)严禁以分散式名义建设集中并网风电场;(4)。分散式风电项目由县级发改委核准,项目核准的前置支持性文件为用地预审意见和规划选址意见。

山西发改委在全省区域内风能资源勘察的成果和各市电网接入条件、负荷水平的基础上,2018年1月9日会同各市发改委、省国土厅、环保厅、住建厅、水利厅、文物局、省能监办、国网山西省电力公司和晋能集团有限公司和相关专家共同研究,提出《山西省“十三五”分散式风电项目建设方案》,将明确987.3MW 、105个项目纳入建设方案。

从分散式发电项目装机容量看,与内蒙古要求项目装机容量不超过10MW的要求不同,河南、山西均有超过10MW的项目在名单之内,项目规模上限为50MW。

2、分散式风电项目多个新玩家参与

从各省目前公布的分散式风电项目名单中可以看出,分散式风电项目的参与方已经不仅是当地民营企业,五大电力、华润、中广核等也在积极布局,从煤炭、房地产等领域退出的资本也开始参与风电项目开发,其参与方式以纯财务投资为主;调研显示,金风科技、远景能源等风机制造商也在全国跑马圈地,与地方政府签订风电开发框架协议。


四、多项非常规手段促进风电并网消纳,分散式风电并网板板钉钉

(一)弃风限电率持续改善,内蒙古、黑龙江、宁夏解除红色预警

自去年以来,电网企业及各方采取“政府引导+市场选择”诸多非常规手段,重点解决“三北”地区弃风弃光等重点问题。采取系列措施包括:通过采取压减火电负荷、降低系统备用量、加大煤电灵活性改造、跨区现货交易、协调东部省份消纳、调峰辅助服务等方式,重点解决三北地区弃风限电问题,为新能源消纳腾空间。

2017年11月,国家发改委、能源局出台《解决弃水弃风弃光问题实施方案》,通过政府引导与市场化手段相结合,协调新能源供给与手段市场,技术创新与体制改革相结合,全面提升电源、电网、用电各环节消纳可再生能源电力的技术水平。加快电力市场建设步伐,完善促进可再生能源电力消纳的交易机制、辅助服务机制和价格机制,不断提高可再生能源发电的市场竞争力。

按照《解决弃水弃风弃光问题实施方案》要求,弃风严重地区需要加大可再生能源本地消纳力度,新疆、甘肃、山西、内蒙古、辽宁、吉林、黑龙江、河北等地区要结合北方地区清洁取暖工作,尽快扩大风电清洁取暖规模,按照电力改革精神,通过风电企业与电供暖企业及各类电取暖用户进行电力市场化交易,实现符合清洁低碳发展方向的风电取暖。

扩大可再生能源电力外送和跨省跨区交易,涉及电网、送受端地区市场空间的协调。各区域电网要加强省间互济和跨省备用共享,统一调用区域内的调峰资源,协同消纳可再生能源电力。电网企业要挖掘哈密-郑州、宁夏-浙江、酒泉-湖南等跨省跨区输电通道输送能力,并优先输送可再生能源电力。有关能源监管机构要对跨省跨区电力外送通道中可再生能源占比情况按年度进行监测评价。国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司等会同电力交易机构,扩大跨省跨区电力现货交易消纳可再生能源电力。具备消纳可再生能源电力的东中部地方政府和电网企业要把本地区减少燃煤量与消纳区外输入可再生能源电力相结合,主动与跨省跨区电力输送通道的送端地区政府及电网企业对接,将本地区腾出的电力市场空间优先用于扩大可再生能源消纳利用。

为落实中央领导重要批示,国家电网公司提出20项措施促进新能源并网消纳。自2017年开始实施全网统一调度,打破过去分省备用模式,西北全网统一安排备用,尽可能压减火电开机,增加新能源消纳空间;通过跨区直流,华中抽蓄电站低谷时购买西北风电抽水运行,增加新能源交易电量;实施新能源在全网范围强制消纳,将新能源外送优先级提到跨区直流配套火电之前,发生弃风弃光时,强制压减配套火电出力,优先输送新能源。

为保证新能源消纳,2017年甘肃、青海、新 疆已取消火电机组计划电量,山东、辽宁、吉林和黑龙江等省减少年度计划电量950亿千瓦时。2017年完成新能源省间交易电量492亿千瓦时,同比增加35.6%。

通过上述一系列手段弃风限电情况明显改善。2017年12月末,国家电网经营范围风电、太阳能发电合计装机2.4亿千瓦、同比增长33%;发电量3333亿千瓦时、增长39.8%。风电、太阳能发电弃电量、弃电率实现“双降”。全国弃风率由去年17%下降至12%,红色预警六个省份弃风率同期出现大幅下降。

2018年3月7日,国家能源局发布《2018年度风电投资监测预警结果的通知》,监测预警结果显示,2018年内蒙古、黑龙江、宁夏解除风电红色预警,其中宁夏评级为绿色,吉林、甘肃、新 疆2017年弃风率在20%以上维持红色预警。

根据国家能源局要求,(1)红色预警区域暂停风电开发建设,集中精力采取有效措施解决存量风电消纳问题。电网企业停止受理缓建和暂停核准项目的并网申请。红色预警地区已投入运行或在建输电通道优先消纳存量风电项目。(2)橙色预警地区除符合规划且列入年度实施方案的风电项目和能源局组织的示范项目及市场化招标项目外,不再新增年度建设规模。(3)预警结果为绿色的地区按照有关要求自行组织风电项目建设,但要把握好风电项目的建设节奏,在落实消纳市场等条件的基础上有序推进,避免出现限电状况。

这意味着,内蒙古、黑龙江、宁夏解除风电红色预警后,此前已经核准未建设项目、纳入规划和年度方案中未核准的项目可以从新启动建设和核准工作。

(二)风电并网消纳改善具有持续性

根据我们近期对电网公司调研获悉,在2017年基础上,2018年1-2月在供暖季,弃风限电改善依然明显。国家电网公司采取多项重要措施,落实中央领导重要批示,大大提高了风电并网消纳比例。

在国家清洁低碳能源战略下,风电主体地位上升,解决并网消纳难题也具有持续性。目前,清洁能源替代已经获得国家高层重视,在高规格会议层面重申加速新能源替代化石能源,通过压减煤电出力、调度调峰、煤电灵活性改造、配额制、绿色证书交易等方式提高风电、光伏在能源供应中占比,风电面临外部环境友好,且可以持续。

按照国家能源局《2018年能源工作指导意见》,年内将继续强化风电、光伏发电投资监测预警机制,控制弃风、弃光严重地区新建规模,确保风电、光伏发电弃电量和弃电率实现“双降”。有序建设重点风电基地项目,推动分散式风电、低风速风电、海上风电项目建设。积极推进风电平价上网示范项目建设,研究制定风电平价上网路线图。

同时主要电网公司也作出承诺:国家电网公司承诺,2020年实现弃风弃光控制在5%以内;南方电网承诺年内风电、光伏基本全部消纳,同时大比例降低弃风率。由此可以预见,风电收益在弃风改善背景下,将逐渐提高,新能源电站在电力系统中的价值将大幅提升。

特别需要强调的是,弃风、弃光已经不仅是经济行为,而是上升到国家战略、国家能源战略的角度,从讲政治、识大局的维度来看,解决弃风弃光具有极强的持续性,不仅解决存量弃风弃光问题,新增装机也将不折不扣实现并网。


五、以东部地区10MW风电项目为样本,测算项目经济性

分散式风电因高发电利用小时、高并网消纳水平,项目经济性和盈利状况优于一般集中式风电项目。

我们近期调研内蒙古某民营企业所属分散式风电项目(12MW装机)运营情况发现,该项目2017年发电利用小时数接近3000小时,超过全国平均利用小时数1052小时(全国平均1948小时);弃风率低于5%,远优于2017年全国弃风率12%;项目在2017年5月1日前并网,风电可以在66kv范围内消纳(2017年《关于加快推进分散式接入风电项目建设有关要求的通知》下发前并网),该项目具有稳定的现金流和极高的盈利水平。

通过对公司财务数据分析,2017年发电项目毛利率75%,净利率高达59%;净资产收益率38%。目前项目电费结算及时,项目方现金流稳定。项目所属业主正在积极申报内蒙古本地第二批分散式风电项目,其在当地具备明显的区域优势和电网资源优势。

为进一步研究分散式风电项目的经济性,我们以四类资源区某10MW分散式风电项目为样本,搭建项目利润表模型、现金流模型,测算项目成本费用、营收利润、内部收益率、资本金收益率、净资产收益率、利息备付率、偿债备付率等财务指标,并测算项目收益与利用小时数、上网电价、装机成本等指标敏感性。

测算分散式风电经济性,需要从营业收入、成本两个维度拆分。营业收入主要则是电费收入、财政补贴,电费收入取决于项目装机规模、发电利用小时数、上网电价;风电成本主要是折旧摊销、运维费、管理费、财务费用、税费成本、其他成本。除折旧摊销外,财务费用是最大的一项成本支出。

我们对该10MW风电项目的运营情况做出以下假设:(1)建设期为6个月,生产经营期20年,财务评价计算期采用21年;(2)折旧期18年,残值为零;(3)年发电利用小时数2500小时;(4)工程建设第一年末风电机组全部安装完毕,从2年开始全部投入发电;(5)根据目前风电项目投资情况,工程投资总额7500万元(单位千瓦工程投资7500元);(6)自有资金为投资额20%,其余部分银行贷款或其他融资渠道;还贷资金来源包括风电场未分配利润、折旧费用等。

在风电项目投资构成中,风电设备(风电机组、塔筒、风电配套电气工程、输电线路)是工程投资的大头,占比在75%左右;其余投资则是建筑工程投资、建设用地费用、项目预备费等。

(一)项目总成本费用测算

如前所属,分散式风电项目发电成本主要包括,固定资产折旧费、维修费、材料费、保险费、职工工资及福利费、利息支出及其它费用。其中,发电经营成本为发电成本扣除折旧费和利息支出。

在本风电项目财务评价中,固定资产形成率取100%;修理费率运营期1到3年(质保期内)为零,投产4-5年按11.0%,6~10年按1.4%,运营期11-20年为2%;职工人均年工资按7万元,福利系数50%;材料费为10元/KW;其它费用取40元/KW的定额;风电场人员定编2人;年保险费取电站固定资产的0.25%。

根据上述假设条件,风电项目在20年经营期测算,总成本费用14272.2万元,扣减折旧、财务费用后,项目总经营成本4164万元,其中包括材料费200万元,维修费2190万元,职工工资及福利费420万元,财务费用2587.2万元,其他费用800万元,保险费用375万元,可变成本200万元。

通过对上述各项成本的测算,可以看出在分散式风电成本投产中,折旧、财务费用占据大头,分别占比为44%、34%。

在公司财务费用计算中,按照自有资金占项目投资总额20%测算,项目借款总额6000万元,贷款期限15年,长期借款利率在基准利率基础上上浮10%,测算公司在借款期内应付利息总额为2587.2万元,借款本金由折旧费用、税后利润偿还,在公司经营期限内可以如期归还贷款,利息备付率(ICR)、偿债备付率(DCR)逐年增加,利息备付率最小数值为2.46,偿债备付率最小数值为1.67反映项目具有较强的偿债能力,抗财务风险能力较强,可以保证债权人利益。

(二)项目营业收入与利润测算:20年经营期净利润接近亿元

风电项目的营业收入主要以电费为主,辅之以政府财政补贴。根据上述对项目装机规模、发电利用小时数、上网电价,以及营业总成本的计算,扣减税金及附加,可以测算项目税前利润总额,扣减所得税后即为项目净利润。

电费收入、补贴是风电项目的主要构成。按照发改委定价机制,光伏发电、陆上风电上网电价在当地燃煤机组标杆上网电价(含脱硫、脱硝、除尘电价)以内的部分,由当地省级电网结算;高出部分通过国家可再生能源发展基金予以补贴。

在定价机制上,我国尚未形成专门针对分散式风电的上网电价机制,分散式风电参照集中式陆上风电价格政策。目前,我国陆上风电上网电价实行标杆电价,即分区域固定电价定价机制。按照国家发改委2016年12月下发的《关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》,2018年1月1日以后核准并纳入财政补贴年度规模管理的陆上风电执行2018年标杆上网电价,即I-IV资源区分别为0.4、0.45、0.49、0.57/千瓦时(含税)。

分散式风电缴纳税金主要为增值税、增值税附加和所得税。我国对可再生能源电力技术的增值税、所得税减免实行一定的优惠。(1)增值税。财政部和国家税务总局财税[2001]198号文规定,风电项目增值税按应纳税额减半征收的政策,即增值税税率按8.5%计。根据增值税转型改革的精神,本项目采购风机设备等所含的增值税可以在电场发电后逐年抵扣。(2)税金及附加,主要包括城市维护建设税和教育费附加,计算基数为增值税税额(不减免税额)。其中城建税5%,教育税5%(教育附加+地方教育费附加)。(3)所得税。按照《中华人民共和国企业所得税法》规定,本项目所得税征收税率为25%,缴税基数为每年的风电场营业收入金额,并实行“免三减三”的优惠政策。《税法实施条例》规定,企业从事电力、水利等国家重点扶持的公共基础设施项目的投资经营所得,自项目取得第一笔经营收入所属纳税年度起,第一年至第三年免征所得税,第四年至第六年减半征收企业所得税。

根据我们搭建的财务模型测算,该项目在20年经营期内,营业收入累计274359万元,税金及附加414.10万元,所得税累计2402.46万元,净利润累计9340.72万元,项目息税前利润为14330.38万元,息税折旧摊销前利润21830.38万元。

(三)项目投资净现金流测算

通过项目投资现金流模型,可以测算项目内部收益率、投资回报周期、经营期内净现值等指标。测算显示,项目在20年经营期内现金流流入规模为28500万元,现金流流出14199.62万元,测算项目投资(税前)财务内部收益率13.87%,项目投资(税后)财务内部收益率12.64%;项目投资净现值2511.18 万元,静态投资回收周期6.77年,动态投资回收期10.24年。如上指标显示,项目具有极强的经济回报。

为进一步分析项目的盈利水平,通过测算项目资本现金流来判断初始投资的获利能力。通过测算,项目资本金收益率为31%,资本金净现值为3379.45 万元,在上述假设条件下,项目具有优质的盈利条件。

(四)经济评价结论:项目具有优质的盈利能力和投资回报价值

在以上各项指标的假设下,10MW风电项目经济性测算如下:项目累计营业利润11743.18万元,净利润累计9340.72 万元,项目净资产收益率31.14%,具有高水平的净资产收益率;投资利润率7.83%,项目投资(税前)财务内部收益率13.87%,项目投资(税后)财务内部收益率12.64%;项目投资净现值2511.18 万元,静态投资回收周期6.77年,动态投资回收期10.24年,项目资本金收益率高达31.00%,项目资本金净现值3379.45万元,项目具有优质的盈利能力和投资回报价值。

(五)项目盈利敏感性分析

风电项目经营状况受发电利用小时数、上网电价、装机成本、财务水平等敏感因素影响,我们测算在不同场景下,对该10MW项目投资收益率。测算结果显示,在不同发电利用小时

1、上网电价维持0.57元/千瓦时,项目收益与发电利用小数正相关

在上网电价0.57元/千瓦时的假设情境下,项目投资内部收益率(IRR)、净资产收益率(ROE)与发电利用小时数成正相关关系,发电利用小时数在2000小时时,IRR为8.7%,略高于大多数企业8%的收益目标;发电利用小数2200小时时,IRR10.31%,项目盈利性凸显;当发电利用小数提升到2800小时、3000小时时,IRR分别为14.9%、16.38%,ROE分别为39.53%、45.12%,届时项目具有极高的经济回报。

根据国家能源局通报,2017年全国风电利用平均利用小数数1948小时,同比增加203小时,同比增加12%;发电量3057亿千瓦小时,增加637亿千瓦时,同比增长26%。全年弃风电量419亿千瓦时,同比减少78亿千瓦时,弃风限电形势大幅好转。

2018年3月14,国家统计局发布1-2月份能源生产情况,前两个月风电、太阳能发电保持高速增长态势,分别增长34.7%、36.0%。这表明在1-2月传统的供热季内,风电、光伏并网消纳仍在持续改善,全年预计风电发电利用小时继续增长。若发电利用小时增幅与2017年相当,2018年全国风电平均利用小时数将在2200小时左右,分散式风电项目因其就地消纳的属性,发电小时数将超过2200小时,甚至更高,项目的内部收益水平也将超过10.31%(上述测算)的水准。

从项目的净利润和营业收入指标看,在0.57元/千瓦时的上网电价下,该10MW风电项目营收与发电利用小时数正相关。项目在3000小时的发电情形下,净利润是2000小时的1.6倍。由此可以判断,分散式风电项目获得高收益的重要基础是减少弃风电量,保证全额并网消纳,开发企业需要高度重视测风、气象数据,锁定优质风资源区。

2、发电利用小时维持2500小时,项目收益与上网电价水平正相关

我们假设该10MW风电项目发电利用小时数2500小时、装机成本7500元/千瓦,当上网电价执行Ⅰ类风资源区标杆电价(0.4元/千瓦时)时,测算项目IRR为6.63%,低于8%的投资需求,在这一价格水平下项目不具备开发价值。换而言之,Ⅰ类资源区分散式风电项目在上网电价不能突破的前提下,需要提高就地消纳水平,增加发电利用小时数;积极参与电力市场改革的政策红利,推进发电市场交易,提高上网电价水平。

同期,我们测算上网电价分别为0.45元/千瓦时、0.49元/千瓦时、0.57元/千瓦时、0. 7元/千瓦时对应项目投资内部收益率(IRR)、净资产收益率(ROE),测算结果显示上网电价与项目和资本金收益率正相关,IRR分别为8.84%、9.90%、12.64%、16.89%,ROE分别为16.42%、21.32%、31.14%、47.08%。

0.7元的假设基于分散式风电项目参与市场竞争的情景。目前全国一般工商业企业平均目录电价水平在0.8元/千瓦时,按照买卖双方价格协议,市场交易价格在目录电价基础上下浮10%左右,风电企业可以获得较高电价水平,用户同时分享电力市场化改革的红利,此时项目IRR高达16.89%,净资产收益率roe高达47.08%。

从项目的净利润和营业收入指标看,2500小时的发电假设下,风电项目营收与发电利用小时数正相关。上网电价分别为0.45元/千瓦时、0.49元/千瓦时、0.57元/千瓦时、0. 7元/千瓦时的情景下,项目净利润分别是0.4元/千瓦时的1.59、2.06、3.01、4.55倍,上网电价对净利润的乘数效应非常明显。可以判断,在分散式风电项目的开发过程中,获得更高的交易电价或更多电价补贴是项目开发商孜孜以求的愿望。

3、项目发电收益与装机成本呈负相关,静待风机综合成本下降

在发电利用小时数2500小时、上网电价0.57元/千瓦时情境下,装机成本电动对于项目收益负相关。我们分别取装机成本6500、7000、7500、8000、8500元/千瓦为样本,测算结果显示,在装机成本6500元/千瓦时,项目内部收益率15.25%,资本金净利润率ROE为39.33%;而当项目装机成本上升至8000元/千瓦时,项目内部收益率为11.57%,资本金净利润率ROE为27.81%;装机成本升至8500元/千瓦时,项目收益水平下降幅度更大。


六、分布式光伏爆发式增长为分散式风电提供先例

(一)2017年光伏行业在分布式装机增长驱动下超预期

2017年在行业抢装、光伏成本下降、金刚线切割、perc技术进步等驱动下,新增装机53GW创下记录,同比增长53%。其中,集中式电站新增3362万千瓦,同比增长11%;分布式新增装机1944万千瓦,同比增长3.7倍,是光伏行业装机增长的最大驱动力。

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2017年新增分布式光伏装机规模1944万千瓦,这一规模接近过去装机的两倍。其中,分布式光伏装机占比从2016年的13%,提升到2017年23%。分布式光伏集中在山东、浙江等东部区域。

2017年是户用光伏启动元年。截止2017年底,根据电网公司统计数据,我国户用光伏67万户,已超过263万千瓦。其中,浙江户用光伏装机约81.4万千瓦,浙江、山东、河北等省户用光伏累计安装量均已超过10万户。按照户均装机容量5KW计算,2018年户用光伏装机将达到5GW,2019年10GW规模。

(二)分散式风电与分布式光伏差异性比较

分布式光伏行业的崛起为分散式风电发展提供先例。但是,分布式光伏与分散式风电在投资规模、电网接入、运营主体、资源分布等方面均有诸多差异性。

在经济性问题上,分散式风电与分布式光伏具有极强的相似性。(1)在当前的工程造价、电价水平和利用小时数下,两者成本收回周期均在5-8年,内部投资收益率在10%以上。(2)在产业发展趋势上,两者均由集中到分散,集中式电站在大扩张之后,进入缓慢增长阶段,分布式装机成为刺激行业发展的新动力,分布式光伏在2017年放量验证了这一逻辑。

与分布式光伏区别在于,分散式风电投资成本高7500元/千瓦左右,远高于光伏6000元/千瓦造价,且其装机容量以6MW起,意味着分散式风光电很难走群众路线,必须依托优质运营商、专业企业才能得到发展;但其成长的起点高,项目规划布局以市、县为单位,单体容量远超户用光伏,同样具有扶贫价值。


七、多因素驱动风电行业重回高增长,龙头设备公司受益于市占率提升

(一)蛰伏两载,风电有望进入二次成长新起点

从目前的内外环境看,分散式风电有望在中东部和南方地区快速成长,并成为2018年风电装机成长的新驱动力。

从国家能源战略来看,清洁低碳能源战略正在落地,风电主体地位上升,并网消纳难题正在破解。目前,清洁能源替代已经获得国家高层重视,在高规格会议层面重申加速新能源替代化石能源,通过压减煤电出力、调度调峰、煤电灵活性改造、配额制、绿色证书交易等方式提高风电、光伏在能源供应中占比,风电面临外部环境友好,且可以持续。

风电经过两年蛰伏后,有望进入二次成长的起点。风电新增装机自2015年创新高后,2016、2017连续两年装机下滑,在行业技术进步、成本下降、电价下调预期(抢装)、电站盈利性增强、分散式风电启动、海上风电发展等因素驱动下,2018年新增装机有望重回高增长。

按照国家能源局初步规划,2020~2035年,积极推动市场化改革和体制机制创新,推动可再生能源产业规模化发展和技术进步,推动可再生能源取得相对于化石能源的开发成本优势。力争到2035年,我国能源需求的增量全部可由清洁能源提供,可再生能源发展进入增量替代阶段。根据我们测算,按照5%用电增长计算,2035年后每年新增用电需求6000亿千瓦时,如果全部依靠风电供应,对应风电装机规模为3.2亿千瓦(2017年底装机1.64亿千瓦);如果全部依靠光伏供应,对应光伏装机规模为6.5亿千瓦(2017年底对应装机1.3亿千瓦),清洁能源装机增长空间庞大。

(二)强者恒强:风电设备行业向龙头公司集聚趋势已定

叠加行业去产能、风机招标价格下降、上网电价下调、行业技术标准提升、市场竞争加剧、钢材价格上涨等因素,国内风电行业不断洗牌,风电设备环节市场集中度不断提高。2010年前后,国内整机制造商有100余家,目前活跃在市场上的整机制造商10家左右。从风机运营商机型变化可以看出风机制造业的演变,目前国内风电龙头企业龙源电力所有风场机型80多种,大唐新能源120多种机型,这也能映射风电行业发展初期设备制造商“遍地开花”的局面。

在市场竞争的驱动下,风机制造行业已经完成一轮洗牌。根据行业数据,2016年新增订单中排名前三风机厂商市占率大于70%;2016年新增装机容量中前三家厂商市占率大于50%。

根据中国风能协会的统计, 2016年中国风电有新增装机的整机制造商共25家,新增装机容量2337万千瓦,其中,金风科技新增装机容量达到634.3万千瓦,市场份额达到27.1%。金风科技仍遥领先,位列第1;远景能源、明阳风电、联合动力和重庆海装分列2至5名。

近4年风电整机制造企业的市场份额逐渐趋于集中,排名前五的风电机组制造企业市场份额由2013年的54.1%增加到2016年的60.1%,排名前十的风电制造企业市场份额由2013年的77.8%增长到2016年的84.2%。

从2017年的行业变化看,根据彭博新能源财经测算,2017年前五大整机制造商总装机容量达11.5GW,占2017年中国当年风电总装机容量的64%,市场集中度进一步提升。与2016年相比,前五家制造商市场占比提升约4%。风能协会数据显示,前五整机制造企业占有率由2013年的54.1%增加到2016年的60.1%。

其中,金风科技蝉联榜首,其2017年中国市场新增装机容量达5.3GW,中国市场占有率进一步提升至29%。远景能源稳居第二,其2017年装机量达2.8GW,较2016年增长41%。远景能源是十大整机制造商中唯一一家在2017年实现新增装机容量增长的公司。国电联合动力, 明阳智慧能源,以及上海电气(含西门子中国海上风电)分列第三,第四,第五。


八:投资建议:风机制造龙头率先享受行业成长红利

从历年新增装机分布看,前五大风机制造商市占比不断提升,凭借成本优势、融资、运维服务等综合能源服务拓展,风电设备龙头公司市占率预期继续提高,风电设备领域二次洗牌也将在风电成长过程中出现,届时龙头公司优势将愈加明显。受益于风电行业二次成长,推荐龙头标的:金风科技、天顺风能。

(一)金风科技:风机制造龙头

1.风机制造龙头,行业启动率先受益。根据风能行业协会公布的权威数据,2017年国内风电吊装总容量19.58GW,金风科技位列第一,吊装容量在5GW以上,其规模相当于后三家公司(远景、明阳、海装)规模之和,公司风机市占率提升至30%左右。在国内风机放量过程中,公司率先分享行业成长红利。

2.顺势而为,进军中东部、南方市场和分散式风电市场。风电新增装机正向中东部和南方市场转移,公司2-3MW低风速风机适用性强,是风电开发的主力机型;公司且组建专门队伍开拓分散式风电新市场,成为风机增长放量的新通道。凭借成本优势,公司在手订单15.4GW(去年三季度末),接近历史高位,2.X MW机型占比同比显著提升,从38%增长到61%。

3.风电场贡献稳定现金流,风电场运维是未来新增收入。去年三季末公司并网自营风电场权益装机容量3710MW,弃风限电改善风电场盈利能力增长,风场资产价值升值;随着风机超过质保期,风电运维是新利润增长点;同期海外订单不断增加,业务模式上形成风机+风场+运维、国内+国外的模式,公司业绩在风电行业二次发展中有极大拓展空间。预计公司2017-2019年EPS分别为0.94、1.1、1.3元,对应PE为18、15、13倍,推荐“强推”评级。

(二)天顺风能:国内塔筒龙头

1、国内塔筒龙头,与国际风机大厂合作稳定

公司是国内风机塔筒大龙头型企业,产品品质优良、认可度高,稳定供应国际一线风机大厂Vestas、GE、Siemens等。历年海外营收占比超50%,是真正意义上具备国际竞争力的塔筒企业。2017年7月公司全资子公司天顺新能源与Vestas签订新一期采购框架协议,明确了Vestas于2017-2020年每年对公司塔筒采购量不低于1200-1800段。全球风电发展平稳,海外市场毛利率优于国内市场,公司风塔业务有望保持稳步增长。

2、围绕新能源多点布局,持续高增长可期 公司依托风电主营业务对新能源进行了多点布局。(1)公司以太仓为塔筒总部,形成太仓港、太仓新区、包头、珠海、欧洲丹麦五大生产基地,布局完善,并持续通过技改、投资、联营等一系列方式增长公司产能,增加市占率。(2)除2016 年已实现成功并网的哈密300MW风电项目,公司定增募投的山东、河南 330MW 将在年内陆续并网。同时公司签订位于山东、江苏、安徽、河南、广西总计755MW 风电 项目开发协议。计划每年开工 300-400MW 项目,将在2020年底形成1.5GW 左右的风电装机规模。(3)公司在常熟设立苏州天顺风电叶片技术有限公司,纵向延伸风电供应链至叶片环节。规划产能8条线,670套产品,主要定位于中高端市场。随着国内中东部地区低风速场投资兴起以及出口需求,风机叶片将趋于大型化,常熟叶片工厂将迎来全新契机。

3、受益风电行业二次扩张,塔筒业务维持高景气度。风电行业正处于新一轮复苏大周期,公司作为风电塔筒龙头,深耕风电行业多年,产品极具竞争力,将显著受益于行业的复苏。2017年由于国内钢铁价格大幅上涨以及汇率持续走强,公司毛利率受到较大影响,预计未来随着钢铁价格以及汇率 趋稳,公司毛利率有望恢复正常。预计公司 2017-2019年 EPS为0.27元、0.38元、0.56元,对应PE分别为27、19、13倍,维持“强推”评级。

九、风险提示

钢铁等原材料价格维持高位,设备公司成本居高不下;风机设备厂商价格战,带来风机毛利下降;可再生能源附加拖欠周期延长,风电运营商现金流受影响;国家下调风电上网电价补贴等。

具体内容详见华创证券研究所2018年3月19日发布的行业深度《分散式发电“御风而来”,“新风电”轻舟疾行,站立二次成长潮头》


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